Em um mercado globalizado, pode-se esperar fragmentação no desempenho - no setor de dutos e linhas de controle, esse é um tema-chave.De fato, o desempenho relativo do subsetor difere não apenas pela geografia e segmento de mercado, mas também pela profundidade da água, material de construção e condições ambientais.Um exemplo importante dessa dinâmica é demonstrado pelos diferentes níveis de crescimento do mercado esperados por região geográfica.De fato, enquanto os tradicionais mercados de águas rasas do Mar do Norte e do Golfo do México (GoM) estão diminuindo lentamente, as regiões do sudeste asiático, brasileiro e africano estão se tornando cada vez mais dinâmicas.No entanto, também se espera que o ciclo de curto prazo testemunhe um crescimento substancial nos setores fronteiriços da Noruega em águas profundas, no Reino Unido a oeste de Shetland e na Tendência Terciária Inferior no Golfo do México, com as águas mais profundas, mais difíceis e mais remotas impulsionando a atividade em essas regiões.Nesta revisão, Luke Davis e Gregory Brown, da Infield Systems, relatam o estado atual dos mercados de tubos e linhas de controle e o que os observadores da indústria podem esperar para um ciclo de mercado de transição.
Perspectivas de mercado
Nos próximos cinco anos, a Infield Systems prevê que os gastos com dutos e linhas de controle cheguem perto da marca de US$ 270 bilhões, o que equivale a quase 80.000 km de linhas, dos quais 56.000 km serão dutos e 24.000 km serão linhas de controle.Em combinação, espera-se que esses dois setores tenham um alto nível de crescimento após uma desaceleração significativa entre as altas do início de 2008 e as baixas de 2009 e 2010. No entanto, apesar dessa expectativa geral de crescimento, é importante observar as principais diferenças geográficas desempenho à medida que os mercados emergentes começam a superar as bacias tradicionais de atividade.
Embora as despesas de capital nas regiões mais maduras devam se recuperar no curto prazo, o crescimento de longo prazo é comparativamente modesto quando visto ao lado de alguns dos mercados emergentes.De fato, eventos recentes na América do Norte, incluindo as consequências da crise financeira, a tragédia de Macondo e a concorrência do gás de xisto onshore, combinaram-se para reduzir a atividade de E&A em águas rasas e, portanto, as instalações de plataformas e dutos na região.Um quadro semelhante se desenrolou no Mar do Norte do Reino Unido – embora o mercado lento aqui seja impulsionado mais por mudanças no regime fiscal da região e dificuldades em garantir crédito – uma situação que foi exacerbada pela crise da dívida soberana na zona do euro.
No entanto, enquanto essas duas regiões rasas tradicionais estagnam, a Infield Systems prevê um crescimento substancial nos mercados emergentes do noroeste da Austrália, leste da África e partes da Ásia (incluindo atividades em águas profundas no Mar da China Meridional e nas bacias offshore de Krishna-Godavari, na Índia), enquanto os baluartes de águas profundas da África Ocidental, Golfo do México e Brasil devem continuar a fornecer impulso significativo de longo prazo para o mercado.
Movendo montanhas – o crescimento das linhas-tronco
Enquanto uma tendência para cada vez mais instalações em águas profundas e, portanto, linhas SURF associadas, continuará atraindo a atenção da indústria, espera-se que as instalações em águas rasas mantenham uma participação de mercado significativa no futuro previsível.De fato, prevê-se que até dois terços dos gastos de capital sejam direcionados para desenvolvimentos em menos de 500 metros de água no período até 2015. Como tal, as instalações de dutos convencionais constituirão uma proporção substancial da demanda daqui para frente - uma parcela significativa dos quais se prevê que sejam impulsionados por desenvolvimentos em águas rasas na costa da Ásia.
O tronco de águas rasas e as linhas de exportação serão um componente integral do mercado de dutos mais amplo nos próximos cinco anos, já que este subsetor deverá exibir o crescimento mais forte.A atividade neste setor tem sido historicamente impulsionada pela pressão sobre os governos nacionais e autoridades regionais para aumentar a segurança energética por meio da diversificação dos suprimentos de hidrocarbonetos.Essas grandes redes de dutos geralmente dependem fortemente das relações internacionais e das condições macroeconômicas e podem, portanto, estar desproporcionalmente sujeitas a atrasos e reavaliações em comparação com qualquer outro setor do mercado.
A Europa detém a maior fatia da exportação offshore e do segmento de mercado de linhas troncais com 42% do total de quilômetros instalados globalmente e uma previsão de 38% dos gastos de capital até 2015. Com vários projetos complexos e de alto perfil nas fases de planejamento e construção, principalmente Nord Prevê-se que as despesas de capital das linhas de fluxo, tronco europeu e exportação cheguem a cerca de US$ 21.000 milhões no período de 2011-2015.
Anunciado pela primeira vez em 2001, o projeto Nord Stream liga Vyborg na Rússia a Greifswald na Alemanha.A linha é o oleoduto submarino mais longo do mundo, com 1.224 km de comprimento.O projeto Nord Stream envolveu uma gama complexa de empreiteiros, incluindo Royal Boskalis Westminster, Tideway, Sumitomo, Saipem, Allseas, Technip e Snamprogetti, entre outros, trabalhando para um consórcio que inclui Gazprom, GDF Suez, Wintershall, Gasunie e E.ON Ruhrgas.Em novembro de 2011 foi anunciado pelo consórcio que a primeira das duas linhas estava ligada à rede europeia de gás.Após a conclusão, espera-se que o gigantesco projeto de gasoduto duplo forneça ao mercado europeu faminto por energia 55 BCM de gás (equivalente a cerca de 18% do consumo do noroeste da Europa em 2010) por ano nos próximos 50 anos.Além do Nord Stream, o investimento no mercado de linhas troncais e de exportação também deve aumentar consideravelmente em toda a Ásia, passando de US$ 4.000 milhões no período histórico de 2006-2010 para quase US$ 6.800 milhões até 2015. Linhas troncais e de exportação na região são indicativos do crescimento esperado na demanda de energia em toda a Ásia.
O Nord Stream encapsula as complexidades logísticas, políticas e de engenharia associadas a grandes desenvolvimentos de linhas-tronco.De fato, além das dificuldades técnicas associadas à engenharia de dois dutos de 1.224 km, o consórcio de desenvolvimento foi encarregado de gerenciar as implicações políticas de operar uma linha através das águas territoriais da Rússia, Finlândia, Suécia, Dinamarca e Alemanha, além de atender às demandas do estados afetados da Letônia, Lituânia, Estônia e Polônia.Demorou quase nove anos para o projeto obter aprovação e, quando finalmente foi recebido em fevereiro de 2010, o trabalho começou rapidamente em abril do mesmo ano.O lançamento do oleoduto Nord Stream deve ser concluído no terceiro trimestre de 2012, com o comissionamento da segunda linha encerrando uma das histórias mais duradouras no desenvolvimento da infraestrutura de exportação.O oleoduto Trans ASEAN é um possível projeto de linha-tronco que passaria pela Ásia e, assim, estenderia os suprimentos substanciais de hidrocarbonetos do Sudeste Asiático para áreas menos ricas em recursos.
Embora esse alto nível de atividade seja encorajador, não é uma tendência sustentável de longo prazo - ao contrário, é indicativo desse ciclo específico no mercado.Além do crescimento de curto prazo na atividade da Europa Oriental, a Infield Systems observa pouca demanda após 2018, pois esses desenvolvimentos são projetos pontuais e, uma vez implementados, a Infield Systems vê a atividade futura sendo impulsionada por linhas vinculadas, em vez de grandes linhas adicionais de exportação .
Riding the SURF – Uma tendência de longo prazo
Impulsionado pela produção flutuante e tecnologias submarinas, o mercado global de águas profundas é provavelmente o setor de crescimento mais rápido da indústria offshore de petróleo e gás.De fato, com muitas regiões terrestres e de águas rasas enfrentando declínio de produção e NOCs no controle de regiões prolíficas e ricas em recursos, como o Oriente Médio, as operadoras buscam cada vez mais explorar e desenvolver reservas em regiões fronteiriças.Isso está ocorrendo não apenas nas três regiões “pesadas” de águas profundas – GoM, África Ocidental e Brasil – mas também na Ásia, Australásia e Europa.
Para o mercado SURF, uma tendência tão clara e distinta para atividades de E&P em águas profundas cada vez mais deve se traduzir em um crescimento considerável do mercado na década seguinte e além.De fato, a Infield Systems prevê um crescimento robusto em 2012, à medida que as IOCs continuam a desenvolver suas extensas reservas em águas profundas na África Ocidental e no GoM dos EUA, enquanto a Petrobras avança com o desenvolvimento das reservas do pré-sal do Brasil.
Como a Figura 3 demonstra abaixo, há uma polarização no desempenho do mercado entre os mercados SURF de águas rasas e profundas.De fato, embora se espere que o mercado de águas rasas apresente um crescimento moderado no curto prazo, a tendência de longo prazo não é tão positiva.No entanto, nas águas mais profundas, a atividade é muito mais robusta, já que o gasto total de capital deve aumentar em até 56% entre os períodos de 2006-2010 e 2011-2015.
Embora os desenvolvimentos em águas profundas tenham sido, sem dúvida, o principal motor de crescimento do mercado SURF na última década, o desenvolvimento contínuo de campos remotos de petróleo e gás fornecerá mais combustível para o incêndio.Em particular, tiebacks submarinos de longa distância estão se tornando um cenário de desenvolvimento de campo cada vez mais comum, à medida que o trabalho de P&D das operadoras e seus contratados começa a tornar esses projetos tecnicamente desafiadores mais viáveis.Projetos recentes de alto perfil incluem Statoil e o desenvolvimento de Ormen Lange da Shell na costa da Noruega e o projeto Laggan da Total na costa do Reino Unido na região oeste de Shetland.O primeiro é o tieback submarino-terra mais longo do mundo que está atualmente produzindo, enquanto o último quebrará esse recorde e abrirá a margem do Atlântico para outras atividades de E&P, uma vez comissionadas em 2014.
Outro exemplo importante dessa tendência está no desenvolvimento do campo de águas profundas de Jansz, na costa da Austrália.Jansz faz parte do projeto Greater Gorgon, que, de acordo com a Chevron, será o maior projeto de recursos da história da Austrália.O projeto envolve o desenvolvimento de vários campos, incluindo Gorgon e Jansz, que no total possuem reservas estimadas de 40 Tcf.O valor estimado do projeto é de US$ 43 bilhões, e a primeira produção de GNL está prevista para 2014. A área da Grande Gorgon está localizada entre 130 km e 200 km da costa noroeste da Austrália.Os campos serão conectados por um oleoduto submarino de 70 km e 38 polegadas e um oleoduto submarino de 180 km e 38 polegadas a uma instalação de GNL na Ilha Barrow.De Barrow Island, um oleoduto de 90 km conectará a instalação ao continente australiano.
Enquanto os desenvolvimentos SURF, como aqueles nas partes mais desafiadoras do Mar do Norte, Brasil, África Ocidental, GoM, Ásia e Noroeste da Austrália estão impulsionando o mercado hoje, os resultados encorajadores de E&A na África Oriental devem fornecer crescimento adicional mais adiante.De fato, sucessos recentes de exploração, como os de Windjammer, Barquentine e Lagosta, levaram os volumes descobertos além do limite (10 Tcf) para uma instalação de GNL.A África Oriental e Moçambique em particular, estão agora a ser apresentados como a Austrália de amanhã.A Anadarko, operadora de Windjammer, Barquentine e Lagosta, planeja desenvolver essas reservas por meio de um tie-back offshore para uma instalação onshore de GNL.Agora, juntou-se a descoberta da Eni em Mamba South, tornando possível um projeto de 22,5 Tcf até o final da década.
Um pipeline de oportunidades
O crescimento no pipeline, na linha de controle e, de fato, no mercado offshore mais amplo no próximo ciclo provavelmente será caracterizado por projetos cada vez mais profundos, difíceis e remotos.IOC, NOC e participação independente provavelmente criarão um mercado de contratação fértil para os principais empreiteiros e suas contrapartes locais.É provável que um nível tão dinâmico de atividade coloque uma pressão significativa sobre a cadeia de suprimentos no longo prazo, pois o apetite de investimento das operadoras superou a liquidez da dívida necessária para investir nos fundamentos do fornecimento: fábricas, embarcações de instalação e talvez o mais crucial , engenheiros de dutos.
Embora o tema geral do crescimento seja um indicador positivo para a futura geração de receita, tal visão deve ser temperada pelo medo de uma cadeia de suprimentos com capacidade insuficiente para gerenciar tal aumento.A Infield Systems acredita que, além do acesso ao crédito, instabilidade política e a iminente reescrita da legislação de saúde e segurança, a ameaça mais proeminente ao crescimento geral do mercado é a falta de engenheiros qualificados na força de trabalho.
As partes interessadas do setor devem estar cientes de que, apesar de uma história de crescimento convincente, qualquer atividade futura nos mercados de tubos e linhas de controle depende de uma cadeia de suprimentos de tamanho e capacidade suficientes para suportar a gama de projetos planejados por vários operadores.Apesar desses temores, o mercado está à beira de um ciclo particularmente empolgante.Como observadores da indústria, a Infield Systems observará atentamente os próximos meses, antecipando uma recuperação significativa do mercado em relação às baixas de 2009 e 2010.
Horário de postagem: 27 de abril de 2022